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        多層疏松砂巖油藏產(chǎn)能影響因素分析及治理
        ——以渤海L油田為例

        2022-10-17 01:55:14鄭金定侯亞偉石洪福甘立琴
        石油地質(zhì)與工程 2022年5期
        關(guān)鍵詞:新井高含水單井

        鄭金定,侯亞偉,石洪福,張 章,甘立琴

        (中海石油(中國)有限公司天津分公司渤海石油研究院,天津300452)

        新井產(chǎn)能研究包括預(yù)測產(chǎn)能和改善產(chǎn)能,在油田開發(fā)方案及綜合調(diào)整方案中起著重要作用。關(guān)于產(chǎn)能預(yù)測的研究主要是基于滲流力學(xué)模型,研究不同井型、井徑、裂縫、儲層污染、非均質(zhì)性等因素對產(chǎn)能的影響[1-6]。海上多層疏松砂巖油藏儲層具有較強(qiáng)速敏性,對新井產(chǎn)能及其影響因素研究相對較少,特別是中高含水期層系井網(wǎng)調(diào)整的新井,產(chǎn)能改善方法缺乏實踐經(jīng)驗。文中以渤海L油田為例,基于礦場資料,分析新井產(chǎn)能與含水率、產(chǎn)層厚度、生產(chǎn)壓差的關(guān)系,探索改善產(chǎn)能的方法,即提高新井產(chǎn)能初值,減緩產(chǎn)能遞減速度,為類似油藏綜合調(diào)整提供參考。

        1 存在問題

        渤海L油田主力含油層發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組,具有含油跨度長、油層厚度大、小層數(shù)量多、薄互占比高的特點。實鉆資料顯示,含油層段地層厚度為100~600 m,單井鉆遇油層厚度30~160 m,砂泥巖互層。研究區(qū)主要含油目的層劃分為13個油組,47個小層,其中明化鎮(zhèn)組下段5個油組,館陶組8個油組。儲層物性具有中高孔、高滲特征,孔隙度21%~35%,滲透率50×10-3~2 500×10-3μm2,原油密度0.94 g/cm3,地層原油黏度9.1~142.0 mPa·s。

        研究區(qū)早期采用一套層系、反九點井網(wǎng)注水開發(fā),注采井距約350 m。大段合采模式在開發(fā)初期能夠獲得較高的采油速度,但長期積累的開發(fā)矛盾在油田邁入中高含水階段后集中爆發(fā),主要表現(xiàn)在平面矛盾、層間矛盾以及層內(nèi)矛盾突出、流線固化嚴(yán)重、平面產(chǎn)液結(jié)構(gòu)失衡、主力層水竄加劇等方面。在高采油速度下,油井生產(chǎn)壓差大,導(dǎo)致疏松砂巖儲層微粒運(yùn)移并在近井地帶堵塞孔喉,單井產(chǎn)液量隨著含水率的上升出現(xiàn)不升反降的現(xiàn)象。統(tǒng)計研究區(qū)早期的新井產(chǎn)能發(fā)現(xiàn),大部分新井初期產(chǎn)能遞減快,第一年平均新井產(chǎn)能遞減率高達(dá)64.6%,部分高產(chǎn)油井很快變成低產(chǎn)低效井,嚴(yán)重制約新井產(chǎn)能長期穩(wěn)定釋放。因此,需對研究區(qū)開展綜合調(diào)整,利用調(diào)整井和開發(fā)井逐步完善平面井網(wǎng),并通過縱向細(xì)分開發(fā)層系,改善水驅(qū)效果。

        2 產(chǎn)能影響因素及治理策略

        油井產(chǎn)能受油藏地質(zhì)條件和開發(fā)模式影響,即受孔喉結(jié)構(gòu)、儲層物性、沉積微相、儲層展布等靜態(tài)參數(shù)的影響的同時,也受完井方式、水淹程度、產(chǎn)層厚度、生產(chǎn)壓差等開發(fā)因素[7-8]的影響。基于研究區(qū)油藏地質(zhì)特征及開發(fā)方式,重點研究含水率、產(chǎn)層厚度、生產(chǎn)壓差對初期產(chǎn)能的影響,探索多層疏松砂巖油藏綜合調(diào)整階段產(chǎn)能改善策略。

        2.1 含水率

        含水率反映不同時期油田含水上升的快慢,是衡量油田注水效果的重要指標(biāo)。利用油水兩相滲透率曲線,歸一化飽和度后可得到不同含水率下油藏?zé)o因次采油指數(shù):

        (1)

        式中:JDO為無因次比采油指數(shù);Swc為束縛水飽和度;Sorw水相端點飽和度;Sw含水飽和度;no為油相指數(shù)。

        在已知油、水黏度以及相對滲透率曲線的情況下,結(jié)合分流方程[9],可推導(dǎo)出無因次采油指數(shù)與含水率的近似關(guān)系式(2):

        (2)

        式中:μo為原油黏度,mPa·s;μw為水相黏度,mPa·s;fw為含水率,%。

        對公式(2)含水率求導(dǎo),得到產(chǎn)能隨含水率的導(dǎo)數(shù)公式(3):

        (3)

        根據(jù)上式,計算得到研究區(qū)不同含水率對應(yīng)的產(chǎn)能下降速度。在高含水階段,產(chǎn)能下降速度急劇增大,因此,含水率是影響產(chǎn)能遞減速度的主控因素,該階段是控水穩(wěn)油或控水增油的最佳階段。針對高含水低產(chǎn)的新井,采取精細(xì)注水、調(diào)剖調(diào)驅(qū)、油井酸化等措施,實現(xiàn)流場調(diào)控,從而改善新井產(chǎn)能。

        2.2 產(chǎn)層厚度

        研究區(qū)早期采用大段合注合采模式,單井產(chǎn)層厚度最高達(dá)148 m,平均為67 m。為了研究新井產(chǎn)能與產(chǎn)層厚度的關(guān)系,通過降噪處理將初期產(chǎn)能按照含水率進(jìn)行分階段取平均值,繪制不同含水階段新井平均米采油指數(shù)與產(chǎn)層厚度的關(guān)系(圖1)。隨著產(chǎn)層厚度增大,單井產(chǎn)能逐漸降低。在低含水階段,新井初期產(chǎn)能較大,且斜率較??;而在高含水階段,新井初期產(chǎn)能相對較小,且斜率較大,說明高含水期產(chǎn)層厚度對新井產(chǎn)能的影響更明顯。在高含水階段,非均衡驅(qū)替導(dǎo)致縱向各層地層壓力差異和水淹程度差異增大,層間干擾更為嚴(yán)重。根據(jù)高含水階段米采油指數(shù)與產(chǎn)層厚度回歸公式,計算不同產(chǎn)層厚度對應(yīng)的單井初期產(chǎn)油量。以生產(chǎn)壓差4.0 MPa為例,當(dāng)日產(chǎn)油下限為30 m3時,研究區(qū)對應(yīng)的產(chǎn)層厚度下限為20 m,遠(yuǎn)低于目前單井平均產(chǎn)層厚度,說明研究區(qū)層系調(diào)整潛力巨大,為一次井網(wǎng)調(diào)整以及后續(xù)二次井網(wǎng)加密調(diào)整指明方向。

        圖1 研究區(qū)米采油指數(shù)與產(chǎn)層厚度關(guān)系

        2.3 生產(chǎn)壓差

        研究區(qū)埋深約1 200 m,屬于河流相疏松砂巖油藏,巖石特征表現(xiàn)為分選性中等偏差,儲集空間以粒間孔為主,巖石分選系數(shù)2.22,孔喉平均半徑為10.55 μm。儲層泥質(zhì)含量高,黏土礦物主要為高嶺石、伊利石和伊蒙混層,其中速敏礦物(高嶺石、伊利石)占比56%,導(dǎo)致儲層具有較強(qiáng)的速敏性。實踐表明,以定向井為主的開發(fā)模式下,早期生產(chǎn)壓差過大,近井地帶儲層易發(fā)生微粒運(yùn)移,微粒聚集造成儲層污染,影響產(chǎn)液能力的正常釋放。統(tǒng)計研究區(qū)單井產(chǎn)液規(guī)律,70%的油井產(chǎn)液量并沒有隨著含水率的上升而上升,其中42%的生產(chǎn)井產(chǎn)液量隨著含水率上升呈下降的趨勢,油井產(chǎn)液規(guī)律不升反降的現(xiàn)象嚴(yán)重制約新井產(chǎn)能長期穩(wěn)定釋放。

        根據(jù)研究區(qū)歷年投產(chǎn)井初期含水率值,將油井劃分為5種類型,統(tǒng)計每口單井初期年平均米采油指數(shù)與生產(chǎn)壓差,并擬合兩者之間的關(guān)系(見表1,表中Jo為米采油指數(shù),m3/(d·MPa·m);△P為生產(chǎn)壓差,MPa)。新井含水率越低,米采油指數(shù)相對較大,對生產(chǎn)壓差越敏感;相反,含水階段越高,米采油指數(shù)相對較小,且受生產(chǎn)壓差影響較小。因此,在低含水階段,生產(chǎn)壓差是單井產(chǎn)能的主控因素,合理的生產(chǎn)壓差是新井產(chǎn)能有效釋放的基礎(chǔ)。實踐表明,生產(chǎn)壓差大容易導(dǎo)致儲層微粒運(yùn)移而堵塞孔喉,導(dǎo)致新井產(chǎn)油量遞減快。研究區(qū)新井投產(chǎn)初期嚴(yán)格控制生產(chǎn)壓差,采用“低頻起泵,小步慢跑”的壓差管理策略。根據(jù)不同含水階段的產(chǎn)能與生產(chǎn)壓差擬合公式,繪制了不同生產(chǎn)壓差對應(yīng)的單井產(chǎn)油量增長圖版(見圖2),呈向下開口的拋物線形態(tài)。當(dāng)生產(chǎn)壓差約4.0 MPa時,新井產(chǎn)油量達(dá)到峰值;當(dāng)生產(chǎn)壓差超過4.0 MPa時,繼續(xù)提頻增大生產(chǎn)壓差,新井產(chǎn)油量增長倍數(shù)逐漸減小。因此,研究區(qū)定向井合理生產(chǎn)壓差約為4.0 MPa。此外,根據(jù)巖石力學(xué)剪切破壞的基本原理及巖石破壞的摩爾庫倫準(zhǔn)則,計算研究區(qū)定向井合理生產(chǎn)壓差,也約為4.0 MPa,兩者分析結(jié)果一致。

        表1 新井初期年平均米采油指數(shù)與生產(chǎn)壓差關(guān)系

        3 應(yīng)用實踐

        針對研究區(qū)大段合采的開發(fā)模式,開展了綜合調(diào)整研究,逐步形成“平面流場調(diào)控、縱向細(xì)分層系、嚴(yán)控合理壓差”的三位一體調(diào)整策略,從而提高新井產(chǎn)能初值,減緩產(chǎn)能遞減速度。

        3.1 流場調(diào)控

        研究區(qū)儲層非均質(zhì)性強(qiáng),水驅(qū)方式為反九點井網(wǎng),經(jīng)歷十余年高強(qiáng)度水驅(qū)開發(fā),流場嚴(yán)重固化,局部存在水竄通道,無效注水嚴(yán)重。實施綜合調(diào)整后,通過采取“注采雙向聯(lián)動,連片協(xié)同治理,解放新井產(chǎn)能”的策略,實現(xiàn)了流場調(diào)整與重構(gòu)。實踐表明,新增注水井點、完善注采井網(wǎng)、注水井分層調(diào)配和實施調(diào)剖調(diào)驅(qū)等措施能夠有效改善新井產(chǎn)能。例如:新井C35S3井投產(chǎn)初期因高含水處于低產(chǎn)低效狀態(tài),產(chǎn)油量明顯低于周邊生產(chǎn)井。開展流場調(diào)控技術(shù)后發(fā)現(xiàn),該井與注水井C07S1井之間存在水竄通道,流線分布不均衡(圖3a),存在水驅(qū)波及盲區(qū),因此,補(bǔ)充注水井D13S3井完善注采井網(wǎng),同時降低C07S1井注水量,實現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向,治理后流場改善效果較好(圖3b)。C35S3井含水率下降5%,日增油60 t,米采油指數(shù)從0.10 m3/(d·MPa·m)增大至0.38 m3/(d·MPa·m),米采油指數(shù)為治理前3.8倍(圖4)。

        圖3 C35S3井區(qū)流場分布

        圖4 C35S3井組注采曲線

        3.2 細(xì)分開發(fā)層系

        研究區(qū)進(jìn)入高含水期后,新井隨鉆測壓和測井解釋成果表明縱向壓力和水淹程度差異巨大,縱向超虧壓幅度高達(dá)5.0 MPa,主力儲層強(qiáng)水淹厚度占比是薄層的10.6倍,層間干擾急劇增加,制約縱向各小層產(chǎn)能正常釋放,因此,研究區(qū)開展以“細(xì)分開發(fā)層系”為策略的綜合調(diào)整項目,通過低產(chǎn)低效井側(cè)鉆治理和新平臺項目,推進(jìn)細(xì)分層系開發(fā),降低單井產(chǎn)層厚度。目前,已實施分層系生產(chǎn)井121口,分層系開發(fā)井比例從調(diào)整前11%提高至55%。實施綜合調(diào)整后,縱向上由一套開發(fā)層系逐步轉(zhuǎn)化為三套開發(fā)層系,局部利用水平井挖潛厚層頂部剩余油,單井平均產(chǎn)層厚度由67 m降低至43 m,層系內(nèi)滲透率極差從11.9下降至5.0。實踐表明,大段合采井初期平均米采油指數(shù)為0.26 m3/(d·MPa·m),細(xì)分層系開發(fā)后,新井初期米采油指數(shù)增大至0.33 m3/(d·MPa·m),增幅達(dá)26.9%,改善效果較好。

        3.3 嚴(yán)控合理壓差

        研究區(qū)新井產(chǎn)液量隨著含水率的上升呈下降的趨勢,嚴(yán)重影響油井產(chǎn)能的穩(wěn)定釋放?;趦游⒂^特征以及出砂機(jī)理,研究區(qū)新井初期采用“低頻起泵,小步慢跑”的策略。以2021年新井為例,初期泵頻平均約為30 Hz,生產(chǎn)壓差緩慢增大至4.0 MPa,而2018年投產(chǎn)井初期年平均生產(chǎn)壓差高達(dá)6.1 MPa。實踐表明,通過合理控制生產(chǎn)壓差,新井產(chǎn)液量隨著含水率的上升呈增大的趨勢,2021年新井第一年產(chǎn)能遞減率為20.6%,明顯低于治理前初期產(chǎn)能遞減率64.6%(圖5),新井產(chǎn)能釋放穩(wěn)定。

        圖5 研究區(qū)新井初期產(chǎn)能遞減率變化

        4 結(jié)論與認(rèn)識

        (1)低含水期,生產(chǎn)壓差是影響初期產(chǎn)能的主控因素;高含水期,含水率和產(chǎn)層厚度是影響初期產(chǎn)能的主控因素。

        (2)對于疏松砂巖油藏,生產(chǎn)壓差過大易導(dǎo)致儲層微粒運(yùn)移而堵塞近井地帶,建議新井初期采用“低頻起泵,小步慢跑”的生產(chǎn)壓差優(yōu)化策略,確保產(chǎn)能長期穩(wěn)定釋放。

        (3)因流場固化、高含水導(dǎo)致新井低產(chǎn),以“注采雙向聯(lián)動、連片協(xié)同治理、解放新井產(chǎn)能”為治理方法,實現(xiàn)流場調(diào)整與重構(gòu),改善新井產(chǎn)能。

        (4)針對多層疏松砂巖油藏,高含水期綜合調(diào)整應(yīng)堅持“流場調(diào)控、細(xì)分層系、合理壓差”的三位一體策略,提高新井初期產(chǎn)能,減緩產(chǎn)能遞減速度。

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